Come rilevare i pannelli fotovoltaici rotti?

Un modulo fotovoltaico danneggiato non è soltanto un pannello con il vetro completamente frantumato. Il danno può interessare vetro, telaio, scatola di giunzione, cavi, connettori, strati posteriori, celle o isolamento elettrico. Queste condizioni non producono necessariamente lo stesso effetto sul funzionamento.

Alcuni danni sono visibili subito dopo grandine, urti, movimentazioni o interventi di manutenzione. Altri rimangono poco evidenti e compaiono soltanto attraverso una misura elettrica, una differenza termica o uno scostamento nei dati di produzione.

È quindi utile separare il danno fisico dalla conseguenza elettrica. Una crepa nel vetro è un’osservazione reale, ma non indica da sola la corrente, la tensione o la resistenza di isolamento del modulo.

Vale anche il contrario. Un modulo può apparire integro dalla superficie e presentare comunque un’anomalia interna o un problema di connessione.

La rilevazione affidabile richiede quindi di descrivere il danno, localizzarlo e stabilire quali verifiche siano necessarie prima di decidere l’intervento.

Il vetro deve essere osservato per identificare crepe, impatti, rotture o aree visibilmente compromesse. La posizione del danno dovrebbe essere registrata con precisione, soprattutto se deve essere confrontata in seguito con dati termici o misure elettriche.

Anche il telaio merita attenzione. Deformazioni, spostamenti o fissaggi anomali possono indicare una sollecitazione meccanica. Questi rilievi non consentono però di dedurre automaticamente lo stato elettrico del modulo.

La scatola di giunzione è un’altra zona importante. Una scatola lesionata, un cavo danneggiato, un fissaggio compromesso o tracce di umidità possono richiedere una verifica specifica prima di ogni decisione di manutenzione.

Segni di corrosione, acqua o alterazioni del colore devono essere documentati come osservazioni. Non dimostrano da soli un valore insufficiente di isolamento, ma possono giustificare una misura mirata.

Anche lo sporco deve essere distinto da un vero danno. Depositi concentrati possono sembrare anomalie della superficie da lontano e possono produrre effetti termici che complicano l’interpretazione.

L’ispezione visiva descrive quindi ciò che appare sulla superficie. Le proprietà elettriche richiedono prove separate.

L’ispezione non dovrebbe aggravare il danno già presente. Camminare sui moduli può creare o estendere microfratture, sollecitare le celle o deformare telaio e fissaggi. L’accesso deve seguire i percorsi e le procedure previste per il sito.

I circuiti fotovoltaici possono rimanere in tensione quando è presente irraggiamento, anche se l’inverter non sta immettendo energia. Spegnere l’inverter non significa quindi che ogni conduttore DC sia automaticamente privo di tensione.

Connettori o portafusibili non progettati per essere aperti sotto carico non devono essere separati mentre circola corrente. Una manovra inadeguata può generare un arco DC e aumentare il rischio per persone e impianto.

In alcune situazioni può essere necessaria una misura provvisoria per mettere in sicurezza un’area in attesa dell’intervento definitivo. Deve essere scelta in base al tipo di danno, allo stato elettrico e alle procedure del sito, quindi documentata chiaramente.

La decisione di scollegare, riparare o sostituire un componente deve essere affidata a personale qualificato che conosca la configurazione della stringa e le condizioni del circuito.

Una crepa visibile non giustifica quindi manipolazioni improvvisate del sistema elettrico.

L’ispezione termica aerea può essere utilizzata per cercare su grandi superfici i moduli che presentano un comportamento termico diverso rispetto ai vicini. La termocamera può evidenziare celle calde, pattern più ampi o differenze a livello di stringa.

Questa modalità è utile quando un modulo danneggiato è difficile da ritrovare tra molte file. Può anche integrare il monitoraggio quando il problema è già stato ristretto a una determinata area elettrica.

IEC 62446-3 considera la termografia esterna degli impianti fotovoltaici in esercizio e include attrezzatura, condizioni ambientali, procedura, competenza del personale e rapporto. Non stabilisce un intervallo di temperatura unico valido per tutte le centrali.

Irraggiamento, vento, nuvole, temperatura del modulo, riflessi e angolo di vista influenzano il risultato. Una campagna svolta in condizioni instabili può produrre candidati difficili da interpretare.

Anche la risoluzione deve essere coerente con il dettaglio cercato. Un’immagine sufficiente per identificare un modulo diverso può non fornire abbastanza informazione per una singola cella.

Un rilievo termico dimostra che una zona si comporta diversamente da un riferimento pertinente nelle condizioni della campagna. Non dimostra automaticamente che il danno visibile sia la causa del pattern osservato.

Una cella calda può essere collegata a ombreggiamento, mismatch, danno interno o altri fenomeni. Pattern simili possono quindi derivare da meccanismi differenti.

Anche alcuni comportamenti dei diodi di bypass possono produrre forme riconoscibili. Una forma compatibile con tale comportamento non è però sufficiente per dichiarare che un diodo sia guasto.

Una connessione surriscaldata può richiedere una verifica prioritaria, ma il termogramma non misura direttamente la resistenza di contatto. Serve ancora un controllo appropriato del componente.

Un’immagine termica apparentemente normale non dimostra neppure l’assenza di difetti. Alcune anomalie possono essere intermittenti o non generare un contrasto sufficiente.

La termografia fornisce quindi un’evidenza localizzata, ma non sostituisce la dimostrazione della causa.

La curva I-U può essere utile quando si vuole esaminare il comportamento corrente-tensione di un modulo o di una stringa su un intervallo di funzionamento. Fornisce informazioni che non sono contenute in un’immagine termica.

La resistenza di isolamento diventa rilevante quando vetro danneggiato, umidità, cavi compromessi o una scatola di giunzione lesionata fanno sospettare una perdita di isolamento. Questa grandezza deve essere misurata direttamente.

La continuità riguarda invece percorsi conduttivi che devono essere presenti, come determinati collegamenti di protezione. Non è una misura delle prestazioni del modulo e non sostituisce né la termografia né la curva I-U.

A seconda del rilievo iniziale possono essere necessarie altre misure, come tensione a circuito aperto o corrente. La prova deve essere scelta in funzione del meccanismo sospettato, non applicata come lista automatica.

Tutte queste attività devono rispettare le procedure di sicurezza del circuito DC. L’immagine termica non autorizza mai a considerare un conduttore fuori tensione.

L’IA può essere utile per esaminare grandi quantità di immagini e segnalare moduli o aree che differiscono dall’ambiente circostante. Su un grande impianto questa preselezione può rendere la revisione più ordinata.

I risultati devono però restare candidati. L’IA non deve essere presentata come diagnosi automatica perché riflessi, ombreggiamento, nuvole o problemi di messa a fuoco possono produrre immagini simili a un vero difetto.

La conferma umana dovrebbe considerare insieme immagine termica, immagine visibile, posizione e condizioni di acquisizione. I dati di monitoraggio possono aggiungere un’ulteriore evidenza se la stessa stringa mostra uno scostamento misurato.

Quando il candidato rimane plausibile, si procede con la verifica elettrica o fisica appropriata. Solo dopo tale passaggio la causa può essere considerata confermata quando la decisione lo richiede.

La documentazione dovrebbe mantenere separati candidato, revisione, verifica e intervento. Una singola ispezione resta inoltre una fotografia temporale del sito e non un monitoraggio continuo.